中原油田V146井井喷（中原油田卫146井特大井喷）

水平连通井关键技术及在三交地区的应用

邓钧耀 鲜保安

作者简介:邓钧耀,1984年生,男,工程师,硕士研究生,2010年毕业于西南石油大学石油工程专业,现在中联煤层气国家工程研究中心钻井完井所从事煤层气钻完井技术研究与管理工作。地址:北京市海淀区环保科技示范园地锦路7号院1号楼,邮编:100095。电话:18791328408,电子邮箱:dengjy@nccbm.com.cn

(中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 北京 100095)

摘要:我国大多数煤储层具有“低孔”、“低渗”、“低压”的特性。这种“三低”特性是导致我国的煤层气井“低产”且“不稳定”的主要因素之一。水平连通井能最大程度穿越煤层割理裂隙系统、沟通煤层裂隙通道以提高渗透率;扩大煤层降压范围、降低煤层水排出时的摩阻、从而大幅度提高单井产量和采收率,以达到产能最大化的目的。文章从三交地区的地质情况出发,分析了洞穴完井的工艺条件及在该区块实施水平连通井的可行性;阐述了施工水平连通井所采用的井身结构设计、造穴技术、水平连通等关键技术;介绍了在该区实施水平连通井的具体情况以及实施过程中复杂情况的应对措施;提出了一套钻井液优化设计与维护措施;并对今后在该区实施水平连通井提出了建议。水平连通井技术的应用,不仅可以保护煤层原生结构及煤储层,而且能为之后的分级压裂作充分准备,具有重要的经济意义。

关键词:煤层气 水平连通井 三交地区 造穴技术 井眼轨迹

The key Technology of Horizontal Connected Wells and Application in the Sanjian Area

DENG Yunyao XIAN Baoan

(China United Coalbed Methane National Engineering Research Center Co., Ltd, Beijing 100095, China)

Abstract: Most coal reservoirs in China have “low porosity”、 “low permeability” and “low pressure” fea- tures.This “three lows” features are one of the main factor s of “low yield” and “unstable “ in the China's coal- bed methane wells.Horizontal Connected wells can communicate seam fracture in order to enhance permeability; Enlarging the range of pressure dropping of coal reservoir.Reducing the friction when water discharge out of the coal reservoir in order that improving the yield of per well and recovery ratio, achieving the purpose of maximizing productivity finally.This thesis start with the geological situation in sanjiao area, analysising the technology condi- tions of the well caving completion and implementing horizontal connected drilling's feasibility; Describing casing program design、 well caving completion technology and horizontal connection technology; Introducing concrete circumstances in Sanjiao area and complex situation's measures.Proposing a set of optimal design and maintenance measures of drilling fluid.Giving recommendations in the area implementing horizontal connected wells.The appli- cation of horizontal connected technology not only can protect the primary structure and coal seam reservoir but also be ready for the preparing of classification in the future.Those has important economic significance.

Keywords: CBM; horizontal connected well; Sanjiao area; caving technology; well trajectory

引言

煤层气水平井与常规油气水平井最大不同之处在于一般不单独施工水平井,而是与预先钻好的直井相连通。水平井产气,直井排采。采用水平井开采煤层气可有效增加供给范围,增大导流能力,从而提高单井产量。连通水平井技术最早用于救援井施工,当一口井发生井喷或失火时,在距该井一定距离处,钻一口井与其连通,通过注入高密度钻井液压井或采取其他措施来处理井下事故。但其特殊工艺也给施工水平井增加了技术难度。目前国外在煤层中钻水平连通井的技术已日臻完善,但国内相关工作起步较晚,许多理论与关键技术仍有待进一步提高。

1 概述

三交地区地处鄂尔多斯盆地东部边缘。该地区从构造上讲呈南北条带状展布,属于吕梁山复背斜西翼的一部分;总体构造形态表现为西倾的单斜构造,构造较为简单。总体而言,构造特点对煤层气的生成和赋存条件是有利的。

三交地区各类岩层均有局部出露,第四系广泛遍布于山梁和沟谷中。据钻探揭露地层由老至新依次为:奥陶系中统马家沟组、峰峰组;石炭系上统本溪组;二叠系下统太原组、山西组、下石盒子组,上石盒子组、石千峰组;三叠系下统刘家沟组、和尚沟组、中统二马营组;以及新生界第三系上新统保德组、第四系中更新统离石组、上更新统马兰组和全新统。

从分布于全区的煤层气及煤炭钻井资料来看,主力煤层广泛发育且分布稳定。根据区内煤炭钻孔及煤层气钻孔资料统计数据:主要目的煤层为4+5号、8+9号煤层。从平面分布上看,4/5号煤整体西厚东薄,厚度2.5~10.1m;埋深在300~550m。8/9号煤层分布稳定、厚度较大,埋深一般在300~850m。据取自区内多口探井中的两百余个样品测试表明:4/5号煤层吨煤含气量一般为6~12m3,最大达18m3,平均为8.48m3;8/9号煤层吨煤含气量一般为10~16m3,最大达23m3。

2 实施“U”型水平连通井的优点与难点

与直井相比,“U”型水平连通井能扩大煤层气供给范围,提高导流能力,增大解吸波及面积,因而可大幅提高单井产量。对两连通井眼循环洗井,可有效解除井眼可能发生的堵塞;同时水平段沿储层下倾方向钻进利于控制井眼轨迹[1]。

但该区块部分井所钻遇的第四系地层为流砂层;太原组易水侵、易漏失;局部煤层为块状碎裂煤、裂缝较发育、且含有1~2层较薄碳质泥岩夹矸。上述特点导致在该区块施工连通水平井存在如下难题:

(1)井眼轨迹控制方面。水平连通井井浅、造斜率高、造斜井段轨迹控制精度要求高。这对造斜及两井水平连通的工具和仪器精度将提出更高要求。

(2)井眼稳定方面。由于煤层本身胶结疏松、质脆,存在着互相垂直的天然裂缝;加之进入煤层段钻进时采用清水或低固相钻井液对煤层抑制能力差,因此常会引起煤层坍塌、卡钻甚至井眼报废等复杂情况的发生。

(3)储层保护方面。一方面由于煤储层自身的特性(如吸附能力、应力敏感性、速敏性、水敏性等)决定了煤层易受损害。二是由于煤储层的压力低,钻井液中的固相颗粒在液柱压差作用下易于进入煤层孔隙和裂缝,造成煤层损害。

3 关键技术研究

3.1 井身结构设计技术

三交地区的直井采用常规井身结构。但与常规油气井井身结构设计所不同的是“U”型水平连通井需考虑直井与水平井的连通、后期的排水采气、煤层段井壁稳定及水平井煤层井段下套管固井等因素:

(1)在连通井井段造洞穴,须在井底留足口袋。以不揭开下部含水层的原则下应考虑增大口袋留深。

(2)着眼于排采考虑,煤层上部出水量大的层位必须用套管封堵。

(3)需将井壁稳定性及仪器设备的配套性纳入水平井段井眼大小的考虑范围中,通常优先考虑小尺寸井眼。

结合上述因素,研究确定三交区块水平连通井的井身采用三级结构:水平段采用φ120.65mm井眼。具体结构为:φ311.1mm井眼×φ244.5mm表层套管+φ215.9mm井眼×φ139.7mm技术套管+φ120.65mm水平井眼。

3.2 井眼轨迹设计与控制技术

1.井眼轨迹设计

根据煤层气水平井的特点,井眼轨迹设计要着重考虑以下两方面因素[2]:

(1)井眼轨迹控制。由于煤层气井埋藏较浅,两井连通前可供控制的井段较短,因此,设计的井眼轨迹应有利于控制,保证两井准确连通。

(2)水平井段加压。煤层气水平段钻柱提供的钻压有限,特别是在水平井段滑动钻进时加压更加困难。所设计的水平井井眼轨道应采用“直—增—稳—增—水平”五段制轨道。尽可能保证设计出的井眼轨迹光滑,最大限度减少摩阻。

2.井眼轨迹控制

(1)直井段。控制井斜,为下部井段施工创造条件。可选塔式钻具组合。

(2)造斜段。确保工具的造斜率达到设计要求,保证井眼轨迹在煤层中准确着陆。采用“导向马达+MWD”的常用定向钻具组合。

(3)水平段。重点确保井眼轨迹在目的层的穿透率。可采用“单弯螺杆钻具+LWD”的地质导向钻具组合。

(4)连通段。一是保证在连通仪器探测距离范围之外的井段方位偏差不大;二是要准确判断距直井20m以内的井底方位。

3.3 钻井液体系设计

针对三交地区地层的特点,优选出相适应的钻井液体系方案如下:

(1)一开设计为低固相坂土钻井液。性能以防垮、防漏为主。

(2)二开直井段钻进:根据钻井设计预测的井下地层复杂情况,采用聚合物钻井液。视井下情况,加入一定量的膨润土控制滤失,用CMC辅助增粘、降失水,用腐殖酸钾防止泥岩因水化膨胀而产生坍塌和掉块。

(3)二开定向段钻进:采用低固相聚合物钻井液,钻井液的附加系数0.05~0.10g/cm3,尽可能取小值,钻井液密度控制在1.10g/cm3左右,以保护目的煤层。

(4)三开前配钻井液体系:清水+生物聚合物钻井液。在水平井段用清水钻进中岩屑若不能完全有效清除,会在井筒内形成岩屑床而造成泵压升高、摩阻增大,严重影响井下安全和施工进度。钻进中不定时泵入高粘XG(生物聚合物)溶液,提高钻井液悬浮携砂能力以解决岩屑堆积形成的岩屑床问题[3]。

4 煤层造穴及两井连通工艺技术

4.1 造穴工艺应具备的条件

(1)较好的储层条件。要求含气量最好大于10m3/t,渗透率相对较高。

(2)较好的围岩特征。煤层顶、底板封闭性好、机械强度高、不能有断层或漏失层段。

(3)煤层厚度较大,主要为块煤,无夹矸。

(4)井壁稳定,区域地层相对稳定。

4.2 造穴工艺技术原理

在实际应用中煤层造穴工艺主要具有如下特征[4]:

(1)实际洞穴有效直径。实际洞穴的有效直径工程上通过返出的煤、岩屑的体积计算得出。实际上有效井径形状不规则、表面参差不齐的特点也增大了煤层的裸露面积。

(2)在井筒周围形成一定范围的破碎带。使洞穴以外的煤层在造穴后发生张性和剪切破裂,形成更大范围的破碎带。它们能沟通处于煤层内封闭或半封闭状态下的原始微裂缝,提高煤层渗透率。

(3)保护煤层原生结构。采用空气加清水通过瞬间释放压力的方法造穴,可有效保护煤层原生结构,避免常规泥浆钻井、固井、压裂等对煤层的破坏。

将图1所示的切削玻璃钢套管用的割刀装在图2造穴钻头的孔内,安装好后进行调试。调试完成后下入钻头到玻璃钢套管顶端,下入钻头的整个过程中刮刀始终处于造穴钻头孔内;在钻井液冲击下刮刀自动张开,在方钻杆的带动下,钻头在玻璃钢套管内作圆周运动,完成对玻璃钢套管的切削。完成对玻璃钢套管切削后就可以对裸露的煤层进行扩孔,该过程与上述对玻璃钢套管的切削过程大致相同。将图3所示的扩孔刮刀置于图4所示的扩孔钻头内,在钻杆的带动下即可对煤层扩孔。扩孔刮刀长度一般约为25~30cm,因而用它所完成的煤层洞穴直径一般在50~60cm左右。

4.3 两井连通技术

两井连通采用近钻头电磁测距法(RMRS技术)。钻具组合为:钻头+永磁短节+马达+无磁钻铤+随钻测斜仪+钻杆[5]。采气的直井先于水平井施工,并在煤层段造穴,以便水平井眼顺利穿过。但由于直井轨迹的漂移、裸眼洞穴直径的限制及受造斜段随钻监测精度的影响,两井连通是一个较大的难题。因此,在两井连通前必须做到以下两点:(1)对直井进行多点测量或陀螺测量,确切搞清裸眼洞穴点的坐标和井深位置;(2)在裸眼洞穴以下井段打水泥塞,将裸眼洞穴下部井眼封住,再进行连通工作。这样钻头通过裸眼洞穴时就不会因重力而进入下部井眼,可以避免发生复杂情况[6]。

图1 切削玻璃钢套管用的割刀

图2 造穴钻头

图3 用于扩孔的刀片

图4 扩孔用的钻头

图5 两井连通示意图

连通过程中,在直井中下入探管,钻头处连接一个永磁短节。根据采集的测点数据判断出当前的井眼位置,预测钻头处方位的变化;通过调整工具面,及时纠正井眼方向至洞穴中心位置[7]。接近洞穴时,运用专用轨迹计算软件准确判断水平井与洞穴中心的距离,实时、连续监测钻头位置,确保连通的成功率,如图5所示。

5 井壁稳定控制技术

井壁稳定技术是煤层气井钻水平井段急需解决的关键问题之一,它是两井能否实现顺利连通的前提[8]。它包括:

(1)尽量采用结构简单的钻具组合以减小煤层井壁碰撞和起下钻时挂拉;

(2)造斜点以下地层和煤层段全部采用井下动力钻具。钻柱不旋转,相对而言工作较平稳,有利于保持煤层井壁稳定;

(3)尽量缩短煤层水平段钻井时间,减少钻井液对煤层的浸泡时间;

(4)尽可能使井眼轨迹位于相对稳定的块状煤体中。

实际工作中主要从优化井身结构设计、合理控制钻井液密度和稳定井眼的工程技术措施来实现[9]。

(1)优化井身结构设计。重点考虑井下安全,兼顾避免对煤储层造成伤害。

(2)合理控制钻井液体系。钻井液密度过低,会引起煤岩构造应力释放,使煤层沿节理或裂缝断裂、坍塌。钻井液密度过高,在压差作用下钻井液进入煤层会撑开煤层裂隙结构,使煤层中侵入固相颗粒[10]。根据三交地区煤层气钻井实践,以清水为介质配合欠平衡技术钻进水平段煤层。为提高井底的净化效果、增强携岩性和防塌性能,可根据返屑情况加入羧甲基纤维素CMC。

6 现场应用

2009年中石油在三交地区施工了一口水平连通井。该井于2009年7月11日开钻,10月7日完钻,历时89天。采用了煤层造洞穴、注气欠平衡钻井、两井连通、随钻地质导向等先进技术。

6.1 井身结构

如图6所示。

6.2 钻具组合

1.一开钻进

φ311.1mm3A钻头*0.30m+630×4A10接头*0.46m+φ159mmDC*46.92m+4A11×410接头*0.43m+方钻杆。

2.二开直井钻进

φ215.9mm3A钻头*0.25m+430×4A10×*0.30m+φ159mmDC*81.68m+4A11×410*0.38m+φ127mmDP*213.86m+方钻杆。

3.二开定向钻进

215.9mm3A钻头*0.25m+φ172mm螺杆*7.60m+φ165mm短无磁*1.60m+φ165mm定向接头*1.43m+φ159mm无磁钻铤*9.11m+φ127mm无磁承压*9.05m+φ127mmDP*482.49m+方钻杆。

4.连通

φ120.65PDC*0.18m+φ95mmRMRS*0.41m+φ95mmMotor*3.78+φ95mmF/V*

6.3 钻井液体系及维护

根据该井钻井设计的井身结构、施工进度安排,结合钻井的目的,一开、二开钻进中着力对钻井液做好以下几方面的准备及维护(如表1)[11]:

图6 井身结构示意图

表1 三交地区某井一、二开钻井液性能表

(1)一开用坂土浆钻井液施工,CMC增粘、降失水。粘度30~37MPa·s。

(2)二开钻完水泥塞后,置换被污染的钻井液,用水基膨润土钻井液开钻施工,钻井液用CMC辅助提粘、降失水,用NPAN降粘控制流变性。

(3)正常钻进,可视井下情况,加入一定量的膨润土形成致密滤饼控制失水;在定向段钻进时,用高密度低固相钻井液,尽可能实现近平衡钻井;控制钻井液上返流速;用CMC维持粘度,NaOH控制滤失、调整流变性,防止泥岩地层水化分散而造成钻井井壁坍塌、缩径。

(4)为尽可能减小对煤层的损害,要严格控制钻井液密度、滤失量,少加高分子处理剂。

6.4 应用效果

该井一开钻至49.83m,下入Φ244.5m表层套管。二开钻至518m完钻。煤层段为448.38~453.73m,于井段445.87~454.10m下入8.23m长的玻璃钢套管,于449~453m使用直径为600mm的割刀对煤层段造穴4.00m。该井的水平井一开井深58.38m,二开钻至521m,技术套管下深519.47m。水平井距直井洞穴水平位移198.33m。两井连通垂深451.14m。全井施工顺利,井下安全无事故,为后期排采提供了良好的井眼。

根据该井直井排采数据显示:该井自2010年2月9日至2010年4月20日连续69天稳产在1万方以上,最高日产气量超过1.5万方,排采效果良好。

7 结论与建议

(1)随着能源需求的日益增长和煤层气工业的发展,水平连通井将成为煤层气开采的重要手段之一。但针对不同地区不同储层的适应性问题尚需进一步论证。

(2)优化井身剖面可以降低井眼轨迹控制的难度;着陆控制和水平控制是水平井井眼轨迹控制的关键技术;而工具造斜率的确定、闭合方位控制、矢量进靶、动态监控等则是水平井井眼轨迹控制的重要手段。

(3)轨迹控制和优化钻井液体系是成功实施水平连通井的关键。随钻地质导向、两井连通技术及针对钻遇地层和相应井段特点优选出的钻井液体系为三交地区“U”型水平连通井的实施奠定了基础。而电磁波无线随钻测量系统、低转速高扭矩马达、强磁导向系统等先进工具仪器则为三交地区“U”型水平连通井的实施提供了保障。

(4)水平段采用清水或低固相钻井液钻进能起到良好的储层保护效果,但不利于井眼稳定。建议今后在该区块尝试采用空气、泡沫等进行欠平衡钻井,在提高钻井速度的同时达到储层保护的目的。

(5)三交地区的“U”型水平连通井普遍采用裸眼完井,后期排采表明部分井眼存在堵塞现象。建议今后在该区块实施水平连通井时下入PVC连续筛管完井。

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[11]王彦琪.2010.和顺区块煤层气远端连通水平井钻井关键技术研究[J].中国煤层气,7,(1):20~21

铁人第一口油井叫什么

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我国主要油田简介？

大庆油田 位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市之间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给起了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨，到1996年已连续年产原油5000万吨，稳产21年。1995年年产原油5600万吨，是我国第一大油田。 　

胜利油田 地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个地市的28个县(区)境内，主要工作范围约4.4万平方公里。1995年年产原油3000万吨，是我国第二大油田。 　 辽河油田 油田主要分布在辽河中下游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设6个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗)，总面积近10万平方公里。1995年原油产量1552万吨，产量居全国第三位。克拉玛依油田 地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨，稠油188.9万吨)，3.93亿立方米天然气生产能力。从1990年起，陆上原油产量居全国第4位。1995年年产原油790万吨。 　 四川油田 地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量的42.2%，是我国第一大气田，1995年年产天然气71.8亿立方米，年产原油17万吨。 华北油田 位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4井喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年，原油产量达到1723万吨 ，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产原油1千万吨达10年之久。1995年年产原油466万吨，天然气3.13亿立方米。 　 大港油田 位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18629平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。 中原油田 地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨 、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一，1995年年产原油410万吨，天然气11亿立方米。 　 吉林油田 地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 　 河南油田 地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。1995年年产原油192万吨。 　 长庆油田 勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨(含天然气探明储量2330.08亿立方米，按当量折合原油储量在内)，1995年年产原油220万吨，天然气1亿立方米。 　 江汉油田 是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。1995年年产原油85万吨。 　 江苏油田 油区主要分布在江苏省的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。1995年年产原油101万吨。 　 青海油田 位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前，已探明油田16个；气田6个。1995年年产原油122万吨。 塔里木油田 位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽处520公里，总面积56万平方公里，是我国最大的内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量3.78亿吨，具备年产500万原油、80100万吨凝折油、25亿立方米天然气的资源保证。1995年年产原油253万吨。 　 土哈油田 位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公里、南北宽50130公里，面积约5.3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气田和6个含油气构造，探明含油气面积178.1平方公里，累计探明石油地质储量2.08亿吨、天然气储量731亿立方米。1995年年产原油221万吨。 　 玉门油田 位于甘肃玉门市境内，总面积114.37平方公里。油田于1939年投入开发，1959年生产原油曾达到140.29万吨，占当年全国原油产量的50.9%。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10年的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。1995年年产原油40万吨。 　 滇黔桂石油勘探局 负责云南、贵州、广西三省(区)的石油天然气的勘探开发。区域面积86万平方公里，具有大量的中古生界及众多的第三系小盆地，可供勘探面积27.7万平方公里。先后在百色、赤水、楚雄等地区油气勘探有了重大突破，展示了滇黔桂地区具有广阔的油气发展前景。1995年年产原油10万吨。 　 冀东油田 位于渤海湾北部沿海。油田勘探开发范围覆盖唐山、秦皇岛、唐海等两市七县，总面积6300平方公里，其中陆地3600平方公里，潮间带和极浅海面积2700平方公里。相继发现高尚堡、柳赞、杨各庄等7个油田13套含油层系。1995年年产原油51万吨。 　 中国海洋石油南海东部公司 成立于1983年6月，是中国海洋石油总公司下属的四个地区油公司之一。负责南海东部东经113°10′以东、面积约13.1万平方公里海域的石油、天然气的勘探开发生产业务，授权全面执行该海域的对外合作的石油合同和协议。13年来，已有8个油田建成投产，公司每年原油产量大幅度增长，至1996年产油量超过1000万吨，在全国陆海油田中年产量排行第四位。

石油钻井专业术语解释

钻头

钻头主要分为：刮刀钻头；牙轮钻头；金刚石钻头；硬质合金钻头；特种钻头等。衡量钻头的主要指标是：钻头进尺和机械钻速。

钻机八大件

钻机八大件是指：井架、天车、游动滑车、大钩、水龙头、绞车、转盘、泥浆泵。

钻柱组成及其作用

钻柱通常的组成部分有：钻头、钻铤、钻杆、稳定器、专用接头及方钻杆。钻柱的基本作用是：(1)起下钻头；(2)施加钻压；(3)传递动力；(4)输送钻井液；(5)进行特殊作业：挤水泥、处理井下事故等。

钻井液的性能及作用

钻井液的性能主要有：(1)密度；(2)粘度；(3)屈服值；(4)静切力；(5)失水量；(6)泥饼厚度；(7)含砂量；(8)酸碱度；(9)固相、油水含量。钻井液是钻井的血液，其主作用是：1)携带、悬浮岩屑；2)冷却、润滑钻头和钻具；3)清洗、冲刷井底，利于钻井；4)利用钻井液液柱压力，防止井喷；5)保护井壁，防止井壁垮塌；6)为井下动力钻具传递动力。

常用的钻井液净化设备

常用的钻井液净化设备：(1)振动筛，作用是清除大于筛孔尺寸的砂粒；(2)旋流分离器，作用是清除小于振动筛筛孔尺寸的颗粒；(3)螺杆式离心分离机，作用是回收重晶石，分离粘土颗粒；(4)筛筒式离心分离机，作用是回收重晶石。

钻井中钻井液的循环程序

钻井 液罐 经泵→地面 管汇→立管→水龙带、水龙头→钻柱内→钻头→钻柱外环形空间→井口、泥浆(钻井液)槽→钻井液净化设备→钻井液罐。

钻开油气层过程中，钻井液对油气层的损害

主要有以下几种损害：(1)固相颗粒及泥饼堵塞油气通道；(2)滤失液使地层中粘土膨胀而堵塞地层孔隙；(3)钻井液滤液中离子与地层离子作用产生沉淀堵塞通道；(4)产生水锁效应，增加油气流动阻力。

预测和监测地层压力的方法

(1)钻井前，采用地震法；(2)钻井中，采用机械钻速法，d、dc指数法，页岩密度法；(3)完井后，采用密度测井，声波时差测井，试油测试等方法。

钻井液静液压力和钻井中变化

静液压力，是由钻井液本身重量引起的压力。钻井中变化，岩屑的进入会增加液柱压力，油、气水侵会降低静液压力，井内钻井液液面下降会降低静液压力。防止钻井液静液压力变化的方法有：有效地净化钻井液；起钻及时灌满钻井液。

喷射钻井

喷射钻井是利用钻井液通过喷射式钻头喷嘴时，所产生的高速射流的水力作用，提高机械钻速的一种钻井方法。

影响机械钻速的因素

(1)钻压、转速和钻井液排量；(2)钻井液性质；(3)钻头水力功率的大小；(4)岩石可钻性与钻头类型。

钻井取心工具组成

(1)取心钻头：用于钻取岩心；(2)外岩心筒：承受钻压、传递扭矩；(3)内岩心筒：储存、保护岩心；(4)岩心爪：割断、承托、取出岩心；(5)还有悬挂轴承、分水流头、回压凡尔、扶正器等。

取岩心

取岩心是在钻井过程中使用特殊的取心工具把地下岩石成块地取到地面上来，这种成块的岩石叫做岩心，通过它可以测定岩石的各种性质，直观地研究地下构造和岩石沉积环境，了解其中的流体性质等。

平衡压力钻井

在钻井过程中，始终保护井眼压力等于地层压力的一种钻井方法叫平衡压力钻井。

井喷

是地层中流体喷出地面或流入井内其他地层的现象。引起井喷的原因有：(1)地层压力掌握不准；(2)泥浆密度偏低；(3)井内泥浆液柱高度降低；(4)起钻抽吸；(5)其他措施不当等。

软关井

就是在发现溢流关井时，先打开节流阀，后关防喷器，再试关紧节流阀的一种关井方法。因为这样可以保证关井井口套压值不超过允许的井口套压值，保证井控安全，一旦井内压力过大，可节流放喷。

钻井过程中溢流

(1)钻井液储存罐液面升高；(2)钻井液出口流速加快；(3)钻速加快或放空；(4)钻井液循环压力下降；(5)井下油、气、水显示；(6)钻井液在出口性能发生变化。

溢流关井程序

(1)停泵；(2)上提方钻杆；(3)适当打开节流阀；(4)关防喷器；(5)试关紧节流阀；(6)发出信号，迅速报告队长、技术员；(7)准确记录立柱和套管压力及泥浆增量。

钻井中井下复杂情况

钻进中由钻井液的类型与性能选择不当、井身质量较差等原因，造成井下遇阻、遇卡、以及钻进时严重蹩跳、井漏、井喷等，不能维持正常钻井和其他作业的正常进行的现象。

钻井事故

是指由于检查不周、违章操作、处理井下复杂情况的措施不当或疏忽大意，而造成的钻具折断、顿钻、卡钻及井喷失火等恶果。

井漏

井漏主要由下列现象发现，(1)泵入井内钻井液量＞返出量，严重时有进无出；(2)钻井液罐液面下降，钻井液量减少；(3)泵压明显下降。漏失越严重，泵压下降越明显。

卡钻及造成原因

卡钻就是在钻井过程中因地质因素、钻井液性能不好、技术措施不当等原因，使钻具在井内长时间不能自由活动，这种现象叫卡钻。主要有黏附卡钻、沉砂卡钻、砂桥卡钻、井塌卡钻、缩径卡钻、泥包卡钻、落物卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。

处理卡钻事故的方法

(1)泡油解卡；(2)使用震击器震击解卡；(3)倒扣套铣；(4)爆炸松扣；(5)爆炸钻具侧钻新眼等。

固井

固井就是向井内下入一定尺寸的套管串，并在其周围注入水泥浆，把套管固定的井壁上，避免井壁坍塌。其目的是：封隔疏松、易塌、易漏等复杂地层；封隔油、气、水层，防止互相窜漏；安装井口，控制油气流，以利钻进或生产油气。

井身结构

包括：(1)一口井的套管层次；(2)各层套管的直径和下入深度；(3)各层套管相应的钻头直径和钻进深度；(4)各层套管外的水泥上返高度等等。

套管柱下部结构

(1)引鞋：引导套管入井，避免套管插入或刮挤井壁；(2)套管鞋：引导在其内部起钻的钻具进入套管；(3)旋流短节：使水泥浆旋流上返，利于替泥浆，提高注水泥质量；(4)套管回压凡尔：防止水泥浆回流，下套管时间阻止泥浆进入套管；(5)承托环：承托胶塞、控制水泥塞高度；(6)套管扶正器：使套管在钻井中居中，提高固井质量。

注水泥施工工序

下套管至预定深度→装水泥头、循环泥浆、接地面管线→打隔离液→注水泥→顶胶塞→替泥浆→碰压→注水泥结束、候凝。

完井井口装置

(1)套管头--密封两层套管环空，悬挂第二部分套管柱和承受一部分重量；(2)油管头--承座锥管挂，连接油层套管和采油树、放喷闸门、管线；(3)采油树--控制油气流动，安全而有计划地进行生产，进行完井测试、注液、压井、油井清蜡等作业。

尾管固井法

尾管固井是在上部已下有套管的井内，只对下部新钻出的裸眼井段下套管注水泥进行封固的固井方法。尾管有三种固定方法：尾管座于井底法；水泥环悬挂法；尾管悬挂器悬挂法。

试油

在钻井发现油、气层后，还需要使油、气层中的油、气流从井底流到地面，并经过测试而取得油、气层产量、压力等动态资料，以及油、气、水性质等工作，称做试油(气)。

射孔

钻井完成时，需下套管注水泥将井壁固定住，然后下入射孔器，将套管、水泥环直至油(气)层射开，为油、气流入井筒内打开通道，称做射孔。目前国内外广泛使用的射孔器有枪弹式射孔器和聚能喷流式射孔器两大类。

井底污染

井底污染又称井底损害，是指油井在钻井或修井过程中，由于钻井液漏失或水基钻井液的滤液漏入地层中，使井筒附近地层渗透率降低的现象。

诱喷

射孔之前，为了防止井喷事故，油、气井内一般灌满压井液。射孔后，为了将地层中液体导出地面，就必需降低压井液的液柱，减少对地层中流体的压力。这一过程是试油工作中的一道工序，称为诱喷。诱喷方法有替喷法、抽吸法、提捞法、气举法等。

钻杆地层测试

钻杆地层测试是使用钻杆或油管把带封隔器的地层测试器下入井中进行试油的一种先进技术。它既可以在已下入套管的井中进行测试，也可在未下入套管的裸眼井中进行测试；既可在钻井完成后进行测试，又可在钻井中途进行测试。

电缆地层测试

在钻井过程中发现油气显示后，用电缆下入地层测试器可以取得地层中流体的样品和测量地层压力，称做电缆地层测试。这种测试方法比较简单，可以多次地、重复地进行。

油管传输射孔

油管传输射孔是由油管将射孔器带入井下，射孔后可以直接使地层的流体经油管导致地面，不必在射孔时向井内灌入大量压井液，避免井底污染的一种先进技术。

岩石孔隙度

岩石的孔隙度是指岩石中未被固体物质充填的空间体积Vp与岩石总体积Vb的比值。用希腊字母Φ表示，其表达式为：Φ=V孔隙 / V岩石×100%=Vp / Vb×100%。

地层原油体积系数

地层原油体积系数βo，又称原油地下体积系数，或简称原油体积系数。它是原油在地下的体积(即地层油体积)与其在地面脱气后的体积之比。原油的地下体积系数βo总是大于1。

流体饱和度学习

某种流体的饱和度是指：储层岩石孔隙中某种流体所占的体积百分数。它表示了孔隙空间为某种流体所占据的程度。岩石中由几相流体充满其孔隙，则这几相流体饱和度之和就为1(100%)。

我想知道中国有多少油田，全一点，而且我想知道中原油田的作业队的一些消息

中原油田的作业队工资可不高，待遇也不怎么样，野外的还算凑合，每个单位的待遇也不一样，活也很苦，有好出路最好不要考虑

中国的油田：

大庆油田

位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市之间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给起了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨，到1996年已连续年产原油5000万吨，稳产21年。1995年年产原油5600万吨，是我国第一大油田。

胜利油田

地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个地市的28个县(区)境内，主要工作范围约4.4万平方公里。1995年年产原油3000万吨，是我国第二大油田

辽河油田

油田主要分布在辽河中下游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市(地)32县(旗)，总面积近10万平方公里。1995年原油产量1552万吨，产量居全国第三位。

克拉玛依油田

地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成792万吨原油配套生产能力(稀油603.1万吨，稠油188.9万吨)，3.93亿立方米天然气生产能力。从1990年起，陆上原油产量居全国第4位。1995年年产原油790万吨。

四川油田

地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量的42.2%，是我国第一大气田，1995年年产天然气71.8亿立方米，年产原油17万吨。

华北油田

位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4井喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年，原油产量达到1723万吨 ，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产原油1千万吨达10年之久。1995年年产原油466万吨，天然气3.13亿立方米。

大港油田

位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18629平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。

中原油田

地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨 、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一，1995年年产原油410万吨，天然气11亿立方米。

吉林油田

地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。

河南油田

地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。1995年年产原油192万吨。

长庆油田

勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨(含天然气探明储量2330.08亿立方米，按当量折合原油储量在内)，1995年年产原油220万吨，天然气1亿立方米。

江汉油田

是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。1995年年产原油85万吨。

江苏油田

油区主要分布在江苏省的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。1995年年产原油101万吨。

青海油田

位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前，已探明油田16个；气田6个。1995年年产原油122万吨

塔里木油田

位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽处520公里，总面积56万平方公里，是我国最大的内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量3.78亿吨，具备年产500万原油、80100万吨凝折油、25亿立方米天然气的资源保证。1995年年产原油253万吨。

土哈油田

位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公里、南北宽50130公里，面积约5.3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气田和6个含油气构造，探明含油气面积178.1平方公里，累计探明石油地质储量2.08亿吨、天然气储量731亿立方米。1995年年产原油221万吨。

玉门油田

位于甘肃玉门市境内，总面积114.37平方公里。油田于1939年投入开发，1959年生产原油曾达到140.29万吨，占当年全国原油产量的50.9%。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10年的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。1995年年产原油40万吨。

滇黔桂石油勘探局

负责云南、贵州、广西三省(区)的石油天然气的勘探开发。区域面积86万平方公里，具有大量的中古生界及众多的第三系小盆地，可供勘探面积27.7万平方公里。先后在百色、赤水、楚雄等地区油气勘探有了重大突破，展示了滇黔桂地区具有广阔的油气发展前景。1995年年产原油10万吨。

冀东油田

位于渤海湾北部沿海。油田勘探开发范围覆盖唐山、秦皇岛、唐海等两市七县，总面积6300平方公里，其中陆地3600平方公里，潮间带和极浅海面积2700平方公里。相继发现高尚堡、柳赞、杨各庄等7个油田13套含油层系。1995年年产原油51万吨。

中国海洋石油南海东部公司

成立于1983年6月，是中国海洋石油总公司下属的四个地区油公司之一。负责南海东部东经113°10′以东、面积约13.1万平方公里海域的石油、天然气的勘探开发生产业务，授权全面执行该海域的对外合作的石油合同和协议。13年来，已有8个油田建成投产，公司每年原油产量大幅度增长，至1996年产油量超过1000万吨，在全国陆海油田中年产量排行第四位。

王场构造潜深4井获自喷高产工业油气流

从华北调到五普的3007钻井队，是一支技术熟练久经考验的标杆队。该井队在华北先后在羊三木构造和风和营构造首次钻获工业油气流，而多次受到地质部表彰。

1965年9月29日，3007钻井队在王场构造高点，王3井东南273米施工潜深4井。该井于12月10日钻完，终孔井深2002.1米，在758～1678.8米井段共钻遇18个油层和一个气层，油气层总厚84.76米。经电测井解释其中有7层达含油级别，共厚61.7米。与王2井对比除存在原潜江组3段砂泥岩互层和盐层间油层外，还在1500米以下潜江组发现两个大油层，共厚46.58米。

1966年3月2日，由1252试油队用原钻机试油，射开1539～1541米井段油层后，当下入第一根油管即发生强烈井喷，此时在现场的李仁民和我，以及参加测试的工程技术人员，张国鼐、蔡大昌、马德志和陈永明等，面对这突发事端便迅速地和工人一起，组成两班抢险梯队，轮流抢上安装井口防喷闸门。我和李仁民、张国鼐、蔡大昌等率先冲到井口，这时喷出高达10多米油柱散落下来粘满全身，尤其是井口及周围弥漫着呛人的天然气，无法睁开眼睛去安装井口；还有更大的障碍是井口四周砌着土墙（原是用来保温的），我找一根大木头砸开土墙冲向井口，分秒之内便窒息休克倒地，在这危急时刻工人们赶到把我抢救出来抬到场外通风的地方，我苏醒过来后又爬起来冲到井口，经过大家轮番作业终于装上井口防喷器，止住了井喷转入正常测试，用10毫米油咀测得日产自喷原油292立方米，天然气3000立方米。

大队得知消息后，职工、家属，男女老少，争先抢上，带上铁锹连夜赶赴井场，挖油池子、铺管线，保证了产量测试工作的顺利进行。

在这庆贺喜悦之际，对这次潜深4井测试我却有许多反思。首先思想麻痹大意，未能严格按常规程序先装好防喷井口，故发生险情。如再深一步追思，那就是没有想到膏盐盆地会有如此高压自喷油气流，这使我从实践中受到了教训，从“战争”中学会了战争！

3月25日，地质部转国家经委经办（1966）141号文，向五普表示祝贺。指出在江汉平原打出石油不仅具有重大经济意义，而且有重大战略意义。

地质部、石油地质局和兄弟单位都向五普发来贺电、贺信。

潜深4井获高产工业油气流后，便对王场构造及其潜江凹陷沉积环境深入地进行了研究。

王场构造油气富集的地质条件是什么？

（1）潜江凹陷有良好的生油沉积环境，特别是构造所在的周矶沉积中心更集中。

（2）在凹陷西北方发育有水下砂体冲积扇，这使王场构造具备有良好的储层，有利于油气高产。

（3）膏盐层系塑性作用强，受到挤压褶皱后形成高幅度的盐背斜，有利于油气富集。此外，膏盐是油气层间的良好盖层，使构造封闭极佳。诸多有利因素配置在一起，形成了王场构造得天独厚的油气富集地质条件。

盐湖盆地为什么也有高产油气流，上述实践总结基本上是一个令人较为满意的谜底解答。

但是，证实产出的油气具有盐湖盆地的特征，是经过长时间的研究之后才得出正确结论的。

1988年，潘志清、林壬子等对江汉油田原油样品作了实验分析对比研究。

江汉油田原油含硫量高达10%，以长链烷基噻吩和四氢噻吩类为特征。认为盐湖沉积环境，硫酸盐高，利于硫酸盐细菌大量繁殖。所产生的硫化氢和元素硫与有机质互相作用，生成硫醇及其他含硫有机质，使得盐湖形成的可溶有机质和干酪根比通常淡水的可溶有机质和干酪根更富含硫。相比中原油田东洑凹陷的原油，含硫量低，与淡水湖盆所形成的原油相似。

中国目前最大的油田是哪个?

截止2019年，中国最大的油田是大庆油田，大庆油田于1959年发现，1960年投入开发，是我国最大的油田，也是世界上为数不多的特大型陆相砂岩油田之一。

油田位于黑龙江省中西部，松嫩平原北部，由萨尔图、杏树岗、喇嘛甸、朝阳沟、海拉尔等油气田组成。大庆油田不仅为国家创造了巨大的物质财富，摘掉了我国“贫油”的帽子。2018年1月，大庆油田入选第一批中国工业遗产保护名录。

扩展资料：

中国第二大油田

胜利油田在1978年原油产量达到1946万吨，成为中国第二大油田，并一直保持至2019年。

胜利油田主体位于黄河下游的山东省东营市，工作区域分布在山东省的东营、滨州、德州等8个市的28个县（区）和新疆的准噶尔、吐哈、塔城，青海柴达木、甘肃敦煌等盆地。

胜利油田勘探开发建设55年来（截至2019年1月1日），在实现自身发展的同时，为国民经济建设、石油石化工业和区域经济社会发展做出了重要贡献。

井壁不稳定的原因分析

井壁不稳定的实质是力学不稳定。当井壁岩石所受的应力超过其本身的强度就会发生井壁不稳定。其原因十分复杂，就其主要原因可归纳为力学因素、物理化学因素和工程技术措施3个方面，但后两个因素最终均因影响井壁应力分布和井壁岩石的力学性能而造成井壁不稳定。

3.3.1 力学因素

3.3.1.1 原地应力状态

原地应力状态是指在发生工程扰动之前就已经存在于地层内部的应力状态，也简称为地应力。一般认为它的三个主应力分量是铅垂应力分量、最大水平主应力分量和最小水平主应力分量。

地应力的铅垂应力分量通常称为上覆岩层压力，主要由上部地层的重力产生的。国内外研究表明，水平地应力的大小受上覆岩层压力、地层岩性、埋藏深度、成岩历史、构造运动情况等诸多因素的影响。其中上覆岩层压力的泊松效应和构造应力是主要影响因素。

由于多次构造运动的结果，在岩石内部形成了十分复杂的构造应力场。根据地质力学的观点，构造应力大多以水平方向为主，设两个主构造应力分量分别为σh、σH。则总的水平主应力分量为上覆岩层压力泊松效应产生的压应力与构造应力之和。

若没有构造运动，水平地应力仅由上覆岩层压力的泊松效应引起，为均匀水平地应力状态。一般情况下存在构造运动，且两个水平主方向上构造应力的大小不等。因此，在一般情况下，地应力的三个主应力分量的大小是不相等的。由声发射法、差应变法等室内实验方法和应力释放法、水力压裂法等现场试验方法可以确定出地应力的大小和方向。

3.3.1.2 地层被钻开后所引起的井眼围岩应力状态的变化

地层被钻开之前，地下的岩石受到上覆压力、水平方向地应力和孔隙压力的作用，井壁处的应力状态即为原地应力状态，且处于平衡状态。孔隙压力指地下岩石孔隙内流体压力。在正常沉积环境中，地层处于正常的压实状态，孔隙压力保持为静液柱压力，即为正常地层压力，压力系数为1.0。在异常的压实环境中，当孔隙压力大于正常地层压力时称为异常高压地层，压力系数大于1.0。

当井眼被钻开后，地应力被释放，井内钻井液作用于井壁的压力取代了所钻岩层原先对井壁岩石的支撑，破坏了地层和原有应力的平衡，引起井壁周围应力的重新分布。

进一步的研究表明，井眼围岩的应力水平与井眼液柱压力有关。若钻井液密度降低，井眼围岩差应力（径向应力减小，切向应力增大）水平就升高。当应力超过岩石的抗剪强度时，就要发生剪切破坏（对于脆性地层就会发生坍塌，井径扩大；而对于塑性地层，则发生塑性变形，造成缩径）。相反地，当钻井液密度升至一定值后，井壁处的切向应力就会变成拉应力，当拉伸应力大于岩石的抗拉强度时，就要发生拉伸破坏（表现为井漏）。

3.3.1.3 造成井壁力学不稳定的原因

钻井过程中保持井壁处于力学稳定的必要条件是钻井液液柱压力必须大于地层坍塌压力，且钻井液的实际当量密度低于与地层破裂压力对应的当量钻井液密度。坍塌压力是指井壁发生剪切破坏的临界井眼压力，此时的钻井液密度称为坍塌压力的当量钻井液密度。钻井过程中井壁出现力学不稳定而造成井塌的主要原因可归纳为以下几个方面。

（1）钻进坍塌地层时钻井液密度低于地层坍塌压力的当量钻井液密度

井壁不稳定包括缩径与井壁坍塌，其实质是力学问题。孔隙压力异常不仅发生在储层中，而且在我国大量所钻遇的泥页岩地层中也较普遍地存在。在地应力作用地区，非均质的地应力对井壁稳定会产生很大的影响。长期以来，地质部门设计钻井液密度均依据所钻遇油气水层时的压力系数，而未考虑易坍塌地层可能存在异常孔隙压力与地应力，以及所造成的高地层坍塌压力对井壁稳定的影响。在实际钻井过程中，同一裸眼井段部分地层的坍塌压力往往大于油气水层的孔隙压力。因此，依据地质设计所确定的钻井液密度在高坍塌压力地层钻进时，井筒中钻井液液柱压力就不足以平衡地层坍塌压力（对盐膏层和含盐膏泥岩则为发生塑性变形的压力），就会造成所钻地层处于力学不稳定状态，引起井壁坍塌。

（2）起钻时的抽吸作用造成作用于井壁的钻井液压力低于地层坍塌压力

在起钻过程中，由于未及时灌注钻井液、钻井液塑性黏度和动切力过高以及起钻速度过快等均会产生高的抽吸压力。这种抽吸作用使钻井液作用于井壁的压力下降，当其低于地层坍塌压力时就会发生井塌。此外，在裸眼井段，如果所钻的上部地层中存在大段含蒙脱石或伊蒙无序间层的泥岩，而在钻进下部地层时，如钻头在井下工作时间过长（超过两天以上）又没有起下钻，则含蒙脱石或伊蒙无序间层的泥岩就会吸水膨胀而造成井径缩小，起钻至此井段则发生“拔活塞”，环空灌不进钻井液，从而产生很大的抽吸压力并形成负压差，严重时便会抽塌下部地层。例如吉林油田乾安构造在钻探初期，绝大部分井均由于上部嫩3、4、5层段泥岩缩径（井径平均缩小6%～8%），起钻时发生严重抽吸，从而抽塌下部嫩2、1等层段的泥岩层，平均井径扩大率高达32%～84%，处理井塌时间长达半个多月。

（3）井喷或井漏导致井筒中液柱压力低于地层坍塌压力

钻井过程中如发生井喷或井漏，均会造成井筒中液柱压力下降。当此压力小于地层坍塌压力时，就会出现井塌。

（4）钻井液密度过低不能控制岩盐层、含盐膏软泥岩和高含水软泥岩的塑性变形

当岩盐层、含盐膏软泥岩和高含水的软泥岩等地层被钻开后，如所使用的钻井液密度过低，就会发生塑性变形。由于上述地层均是具有塑性特点的地层，当其埋藏较深而被钻穿后，它们的高度延展性能几乎可以传递上覆地层的全部覆盖负荷的重量。若当时的钻井液液柱压力不足以控制住这种作用时，就会引起塑性变形，使井径缩小，这就是上述岩层所具有的蠕变特性。所谓蠕变是指材料在恒应力状态下应变随时间延长而增加的现象。通常岩石的弹性变形也会引起缩径，但弹性变形的时间较短，且变形量小。岩盐在深部高温高压作用下，由于具有蠕变特性，即使井壁上的应力仍处于弹性范围，也会导致井眼随时间而逐渐缩小。根据国内外对岩盐蠕变的研究，可将其分为以下3个阶段（图3.5）：

图3.5 岩石的广义蠕变曲线

1）初始蠕变（又称过渡蠕变）。此阶段在应变时间曲线上，岩石初始蠕变速率很高，随后速率变缓，其原因是应变硬化速度大于材料中晶粒的位错运动速度。

2）次级蠕变（又称稳态蠕变）。此阶段硬化速度和位错速度达到平衡。对于岩盐层，井眼的收缩是最重要的蠕变阶段。

3）第三阶段蠕变（又称不稳定蠕变）。当应力足够大时，会在晶粒界面及矿物颗粒界面发生滑动，这一变形的结果使蠕变曲线向较大变形的一侧反弯，进入不稳定状态，最后使晶界松散、脱落，导致材料的破裂。

一般认为，岩盐层的塑性变形在低温状态是以晶层滑动为主，而在高温下则在滑动面出现多边形结构和再结晶。由于岩盐层的塑性变形（蠕变）引起井眼缩径，常导致起下钻遇阻卡、卡钻。例如中原油田文-218井使用密度为1.79g／cm3钻井液，钻进岩盐层至3912m时，从电测得知在3856～3899m井段井径缩小18%～23%（比钻头直径小40～50mm）。继续电测时又发生遇阻，下钻划眼至3912m，后上提遇卡。又如南疆库喀-1井在电测时曾多次在2735～2732m遇阻，经反复划眼后测得井径仅为135mm（钻头直径为215mm）。因此，岩盐层的蠕变或塑性变形是钻进该类地层时造成井下复杂情况的一个重要原因。

此外，盐膏层中的泥岩即使在上覆盖层压力与井温作用下，黏土表面所吸附的四层水会逐渐被挤出成为孔隙水。由于泥岩表面吸附水的密度可高达1.40～1.70g／cm3，故当这些层间水变为孔隙水时，体积增大40%～70%。若泥岩被盐层所封闭，而盐层不具备渗透性能，水无处可排，因而会导致在两个盐层之间的泥岩孔隙中形成异常压力带。钻开此类地层时，如果钻井液液柱压力低于此类泥岩发生塑性变形的压力，泥岩就会缩径，导致井下复杂情况。由于此类泥岩含盐，盐在高温高压下所发生的塑性变形亦会对含盐泥岩带来影响。因此，盐膏层塑性变形不仅发生在岩盐中，而且还会发生在含盐泥岩中。

（5）钻井液密度过高

钻井过程中，如所采用的钻井液密度过高，大大超过地层孔隙压力，就会对井壁形成较大的压差，从而会有更多的钻井液滤液进入地层，加剧地层中黏土矿物水化，引起地层孔隙压力增加及围岩强度降低，最终导致地层坍塌压力增大。当坍塌压力的当量密度超过钻井液密度，井壁就会发生力学不稳定，造成井塌。特别是在钻入高破碎性地层时，如所使用的钻井液密度合适，则围绕井壁的应力集中，闭合了所有的径向接合面，因此封闭了井壁，钻井液不能进入到裂隙网内；但如果钻井液密度增高并超过了临界值，径向接合面逐渐由闭合状态变为开启状态，与此同时切向接合面闭合。此时由于钻井液进入，引起地层孔隙压力增高，一部分裂隙网变得易被钻井液侵入，相应的结合面被增压，单元变得松散，这样岩石就容易受到钻井液和井底钻具组合的冲击而坍塌。由上述原因所引起的井壁不稳定大多发生在深部地层，与岩性关系不大。例如，柯深1井古近-新近系地层是砂泥岩互层，其5200～5750m井段的孔隙压力系数为1.50～1.60g／cm3，坍塌压力的压力系数为1.60～1.70g／cm3；5750～5900m井段的孔隙压力系数为1.15～1.35g／cm3，坍塌压力的压力系数为1.40～1.60g／cm3。该井田244mm技术套管下至5025.08m。四开钻进时，由于误判5009m出现的高压盐水层（压力系数为1.89g／cm3）没有封死，为了对付地质预告5600m的高压气层，采用密度为1.95～2.02g／cm3的钻井液钻进。钻至5441m时，钻进过程出现大的塌块，下钻遇阻划眼，返出大的塌块。从此之后每次下钻均遇阻划眼，划眼井段均为新钻井眼。当钻至5829m时，发生压差卡钻。解卡后，为了防止再卡钻，降低钻井液密度至1.75～1.80g／cm3，并增加钻井液中高软化点低磺化度磺化沥青、氯化钾、SMP和硅酸钾的加量，以提高钻井液封堵与抑制能力，井塌缓解。

3.3.2 物理化学因素

3.3.2.1 地层的岩性

井壁不稳定可以发生在各种岩性的地层中。一般来讲，岩石均由非黏土矿物（如石英、长石、方解石、白云石、黄铁矿等）、晶态黏土矿物（如蒙脱石、伊利石、伊蒙间层、绿泥石、绿蒙间层、高岭石等）和非晶态黏土矿物（如蛋白石等）所组成，但不同岩性地层所含的矿物类型和含量不完全相同。对井壁稳定性产生影响的主要组分是地层中所含的黏土矿物。

3.3.2.2 钻井液滤液对地层的侵入

当地层被钻开后，在井筒中钻井液与地层孔隙流体之间的压差、化学势差（取决于钻井液与地层流体之间的活度差和地层的半透膜效率）和地层毛细管力（取决于岩石的表面性质）的驱动下，钻井液滤液进入井壁地层，引起地层中黏土矿物水化膨胀，导致井壁不稳定。

通过大量室内试验，目前已证实在使用水基钻井液时，低渗透泥页岩表面的确存在着非理想的半透膜，但其膜效率低于1。其值高低取决于钻井液的组成、地层的渗透率和孔喉尺寸，并随钻井液与岩石接触时间增长而降低。盐水的膜效率仅为1%～10%，聚合醇类水基钻井液具有较高的膜效率，地层中的黏土矿物与水接触发生水化膨胀是由两种水化所造成，即表面水化和渗透水化。

（1）影响水化的因素

影响地层水化作用的主要因素有以下方面：

1）地层中黏土矿物及其可交换阳离子的类型和含量。由于蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石各种黏土矿物的组构特征不同，其可交换阳离子组成亦各不相同，因而其水化膨胀程度差别很大。如蒙脱石的阳离子交换容量高，易水化膨胀，分散度也较高；而高岭石、绿泥石、伊利石都属于低膨胀型黏土矿物，不易水化膨胀。同种黏土矿物，当其交换性阳离子不同时，水化膨胀特性也不相同，如钠土的膨胀比钙土、钾土大得多。各种黏土矿物膨胀能力的顺序如下：蒙脱石伊蒙间层矿物伊利石高岭石绿泥石。

由此看来，地层的水化作用强弱主要取决于地层中所含黏土矿物及其可交换阳离子的类型及含量。此外，由于地层中非晶态黏土矿物的类型及含量会影响阳离子交换容量的大小，因此它们对地层水化作用亦有较大的影响。

2）地层中所含无机盐的类型及含量。如地层中含有石膏、氯化钠和芒硝等无机盐，则会促使地层发生吸水膨胀。当地层中含有无水石膏时，由于密度为2.9g／cm3的CaSO4能通过吸水转变为密度为2.3g／cm3的CaSO4·2H2O，其体积增加约26%，因而含膏泥岩的膨胀性与其中无水石膏含量有密切关系。

含氯化钠的泥岩的初始膨胀率较高，在5～7h达到最大值。随着盐的溶解，膨胀率反而下降。中原油田文203-12井3250m的含盐泥岩，2h的膨胀率为31%，但24h的膨胀率降为26%。用胜利油田红层中的含盐泥岩进行吸水试验，然后用淡水洗去泥岩中的盐再次吸水，其结果显示含盐泥岩的吸水量大大高于不含盐泥岩。

3）地层中层理裂隙发育程度。地层中存在着层理裂隙，部分微细裂缝在井下高有效应力作用下会发生闭合。但当与水接触时，水仍然会沿着这条裂缝进入地层深处，使井壁周围地层中的黏土矿物发生水化，因而井壁也容易坍塌。

4）温度和压力。流体进、出泥页岩是受泥页岩和流体的偏摩尔自由能之差来控制的，而偏摩尔自由能的大小与温度和压力有关。因此，温度和压力对泥页岩的水化膨胀会产生一定影响。随着温度升高，黏土的水化膨胀速率和膨胀量都明显增高。压力增高可抑制黏土水化膨胀。各种黏土矿物的膨胀率均随预负荷或井眼压力的增大而急剧下降。

5）时间。显然，黏土水化膨胀随地层中的黏土矿物与钻井液滤液接触时间的增长而加剧，这对于科学超深井取心钻探来说，减少起下钻的次数和时间对井壁稳定十分有利。

6）钻井液的组成与性能。钻井液中所含有机处理剂和可溶性盐的类别及含量、滤液的pH值等均会影响黏土的水化膨胀，这些影响对于科学超深井来说是至关重要的研究课题之一。

（2）地层水化膨胀对井壁稳定的影响

钻井过程中，钻井液与井壁地层之间的接触会产生非常复杂的物理化学作用。概括起来，钻井液对地层的影响主要表现在以下方面：

1）孔隙压力升高。钻井液滤液进入地层后，由于压力传递和滤液与地层黏土矿物之间通过水化作用产生水化应力，均会引起井壁地层孔隙压力的升高。

2）地层含水率升高。近井壁地带地层力学性质发生变化钻井液滤液进入地层后，会引起地层中含水量升高，从而导致地层的力学性质发生一系列的变化。如弹性模量随地层含水量的增大而急剧降低；泊松比值随地层含水量的增大而增加；地层的强度参数黏聚力和内摩擦角则随地层含水量的增大而下降。

综上所述，由于地层中所含的黏土矿物吸水发生水化膨胀，产生水化应力，改变了井筒周围地层的孔隙压力与应力分布，从而引起井壁岩石强度降低，地层坍塌压力发生变化。当井壁岩石所受到的周向应力超过岩石的屈服强度时，就会发生井壁不稳定。因此可以说，井壁不稳定是物理化学因素与力学因素共同作用所导致的结果。

3.3.3 钻井工程措施

钻井工程措施也对井壁稳定性产生影响。

（1）井内激动压力过大

钻井过程中，如果起下钻速度过快、钻井液静切力过大、开泵过猛、钻头泥包等原因，均可能发生强的抽吸作用，产生过高的抽吸压力，从而降低钻井液作用于井壁的压力，造成井塌。

（2）井内液柱压力大幅度降低

钻井过程中如果发生井喷、井漏或起钻没灌满钻井液均可能造成井内液柱压力大幅度下降，造成井壁岩石受力失去平衡而导致井塌。

（3）钻井液对井壁的冲蚀作用

如果钻井液环空返速过高，在环空形成紊流，则会对井壁产生强烈的冲蚀作用。此作用随环空返速增大而加剧。对于含大量蒙脱石或伊蒙无序间层且成岩程度低、胶结差的软泥岩，钻进过程中会因吸水膨胀而造成井径缩小，此时若提高环空返速，采用紊流钻进，及时冲刷掉缩径的岩石，使井径不至于小于钻头直径，可有效地防止缩径卡钻。但是，当钻进破碎性地层或层理裂隙发育的地层时，如果钻井液的环空返速过高导致形成紊流，则对井壁的冲刷力有可能超过被钻井液浸泡后的岩石强度，这时就会造成井壁坍塌。例如华北二连的阿南构造和吉林的乾安构造，均采用钾基聚合物和钾盐防塌钻井液钻进。在钻至易坍塌层段时，钻井液在环空处于层流时的平均井径扩大率小于10%；而处于紊流状态时，则由于井塌，井径扩大率高达30%以上。

（4）井身质量差

如井眼方位变化大，狗腿度过大，易造成应力集中，加剧井塌的发生。

（5）对井壁过于严重的机械碰击

钻进易塌地层时，如转速过高、起钻用转盘卸扣，由于钻具剧烈碰击井壁，从而加速井塌。

综上所述，在钻井过程中，如果影响井壁稳定性的一些工程措施不当，有可能降低钻井液作用在井壁上的压力和岩石强度，导致井壁不稳定。